摘要：针对现有文献关于压力机连杆的强度计算过于简略且与实际情况有出入,根据连杆结构及失效分析,提出了调节螺杆的稳定性计算方法。实例计算表明,考虑螺杆实际的主要失效形式,使螺杆的设计计算更趋于合理和完善。

摘要：针对轮古深层稠油井含水率不断上升,采用掺稀降黏时掺稀比和稀油用量不断攀升的具体情况,考察了乳化降黏技术对轮古深层稠油的适应性,以期寻找到高效的乳化降黏剂,通过乳化降黏技术来协助或替代当前的掺稀降黏技术,从而节约稀油资源。室内实验对现有的及新研制的20余种乳化剂进行了筛选,并对筛选出的可用于轮古深层稠油井的抗盐耐温型乳化剂进行了降黏实验。实验结果表明:NPS、KS-1、DS三种乳化剂对轮古稠油的降黏效果欠佳,新研制的双子表面活性剂DC848在高矿化度的轮古地层水中,对轮古稠油具有较好的乳化降黏效果,建议进行现场实验。

摘要：采用国际标准ISO/IEC 17025:1999《检测和校准实验室能力的通用要求》创建国家认可实验室,能够有效打造名牌实验室,提升企业参与国际市场竞争的能力。运用该标准创建国家认可的实验室,一是要做好前期准备工作,具体包括设计实验室质量管理体系文件框架、人员培训授权、环境设备选择等;二是要制定实施方案,包括设置机构、落实人员、建立体系完善手段、内部审核管理评审等具体工作。通过创建国家认可实验室,提高实验室人员群体素质和硬件优势。

摘要：中国东南部和沿海多个地区只能采用海底CO2地质封存实现大规模的CO2地质封存减排,因此有必要对海底CO2管道运输成本进行分析,获取中国背景下的成本分布范围。基于现有CO2海底管道的技术特征和成本分析方法,建立了海底CO2管道的技术经济模型,并利用该模型和中国价格参数对某CO2海洋封存示范项目的运输部分进行了初步技术设计和成本分析,结果显示：对于给定的100 km管道,当设定输量范围为3~20 Mt/a时,总建设投资范围为7.8×108~13.9×108元人民币,平准化成本为0.10~0.41元人民币。通过分析中国某海上CCS示范工程海底CO2管道运输的技术特征和成本范围,为中国CO2海底管道的建设提供了参考。

摘要：随着勘探开发的深入，目前塔里木油田水平井逐渐增多，完井方式主要有裸眼完井、割缝衬管或打孔筛管完井。为实现稳油控水的目标，有时需对水平井段进行封堵。其中裸眼完井的水平井在起下封堵管柱作业等方面面临的难度更加严峻、复杂，对封堵技术及配套的井下工．具性能要求更高。经工程技术人员的不断研究和创新，在封堵管柱结构上进行了改进，通过增加刚性扶正器，完善坐封工具，优化了桥塞封堵施工工艺。设计出一种新的封堵管柱及配套施工工艺，并在现场多次成功应用，为裸眼水平井封堵提供了一种新的技术手段。

摘要：页岩气水平井关井转向压裂技术是指页岩气水平井在某段首次压裂施工过程中,在未达到设计液量和砂量的情况下,施工压力较高(接近设备安全限压),砂堵风险大,采取主动停泵关井一定时间,再进行二次压裂的施工工艺方法。该技术对首次施工压力高,压裂改造困难的井段适应性强,能显著提高加砂量,提高压裂效果,增加水平井的产能,但不适应垂深超过3 500m的页岩气水平井。在实际应用中,建议将关井时间设为14~26h,再展开第2次压裂,以提高工艺的成功率。

摘要：为了解决页岩气田天然气井存在的水合物冻堵、地面二次节流工艺复杂等问题,分析研究和改进传统的井下节流器的安装、调产流程。现场应用表明,设计的新型节流器适用于涪陵页岩气井及井下环境,能有效防治井下水合物形成及聚集,促进气井安全平稳生产;利用节流后的天然气能充分吸收地热特点,可以取消或减少页岩气出井口后的地面加热保温流程,实现节能环保。

摘要：介绍了汽化潜热的几种估算方法，供设计者在计算压力容器的安全泄放量时参考。

摘要：结合盐穴储气库造腔的特点,围绕造腔设计的腔体目标和实施工艺,提出对注油管、采卤管的井口压力和密度进行实时监测,利用监测的数据进行数学建模,以计算出造腔过程中油水界面实时深度。现场应用表明,采用该方法计算得到的油水界面实时深度误差可控制在±5m,在一定程度上满足了储气井造腔阶段油水界面监测需要,也为盐穴储气库造腔过程中的油水界面深度实时监测提供了一种辅助方法。

摘要：为了解决不压井作业过程中下管柱时的油管内密封问题,研制了一种新型井下多功能密封器。该密封器设计有密封段和密封塞,下管柱时接于管柱下端并密封油管中心通道,实现不压井作业。下完管柱后,通过地面加液压力,使油套连通并投产。试验证明:该井下多功能密封器满足注采管柱以及各种增产措施管柱在下管柱作业时油管内密封要求,同时在管柱主通道形成一个定位坐落密封段,为再次作业时投入油管内堵塞密封工具,实现带压起管柱打好基础。现场应用200余井次,成功率100%,解决了多年以来困扰不压井作业技术推广存在的瓶颈问题,取得了很好的经济效益和社会效益。